海上风电低成本直流送出及构网控制讨论

单位：上海交通大学报告人：蔡旭xucai@sjtu.edu.cn时间：2026.04 背景 口“双碳”自标下风光发电迎来持续高速发展；截止2025年12月，我国新能源装机占比已达47.3%，手预计2030年占上比将超过50%即将成为主体电源 数据来源：《国家能源局2024年全国电力工业统计数据》 当前风光电源尚不能承担主体电源责任！ 数据来源：《国家能源局2024年全国电力工业统计数据》、《中国“十四五”电力发展规划研究》 背景一风电场/光伏电站高占比，其特性引发一系列问题 口问题1：电网的电压强度变弱、系统惯性降低，新能源“限发电”问题突出;口问题2：电力电子装备高渗透，电网电压弱引发电力电子互联系统宽频振荡问题凸显；口问题3：送端电网暂态电流支撑能力不足，新能源直流外送通道利用率低；口问题3：涌现出各种电网支撑性装备待验证，传统支撑性装备经济性、1便利性差。 直流送出通道利用率低 近年来甘肃、青海、陕西等800万千瓦新能源直流外送通道被迫降功率运行。 背景一一风光发电单元与同步发电机组的区别 承担主体责任的主力电源型新能源发电一一交流并网 定义：以新能源场站整体为对象，暂态特性（含一次调频）总体达到或超越同步发电机电气特性；构成：自同步电压源机组、10%的35kV短时储能（一次调频上调能力）、场站监测与稳定控制系统 承担主体责任的主力电源型新能源发电一一直流并网 定义：以新能源场站直流系统整体为对象，暂态特性（含一次调频）达到或超越同步发电机电气特性：构成：自同步电压源型受端换流器、10%的储能、送端换流器频率镜像、自同步电压源发电单元。 我国海上风电资源丰富、距离负荷中心较近。长三角、粤东等千万千瓦级深远海风电基地开发已成为重点，预计2030年海风并网规模将达1.5亿千瓦。 海上风电向远海发展，直直流送出成为必然，降低成本是核心竞争力 MMC柔直换流器用于海上存在的问题 口换流器体积大、笨重、对海上运行环境要求高，设备和平台建设成本高口风电竞价上网使得降低直流送出系统的成本成为函需解决的问题 二极管整流器的优势 风电场二极管整流送出的技术挑战 风电场送出功率如何控制？口风电机组如何启动（二极管整流器无法建立风场侧交流电压，机组无法同步、并网）口机组启动电源如何获取二极管整流器无法反向提供功率）■风场无功功率如何提供极管整流器无法提供无功支撑，并产生电流与电压谐波 西门子二极管整流器的组网方式设想 西门子设想的风场启动解决方案 口采用辅助供电系统为风电场提供启动功率，使用GPS信号提供风电机组的同步信息，由风电机组提供无功支撑口送出功率控制方案：岸上AC/AC控制PPC点电压 上海交通大学提出的混合换流送出方案 口风电场采用辅助变换器与二极管整流器并联运行的方案，辅助变换器的作用：建立风场侧交流电压、为风电变流器启动提供并网电压，并提供风电场启动功率：控制PPC点的电压，从而控制送出功率；为风电场提供无功补偿。 口风电场可按照常规方式运行，不需要进行改动 常怡然，蔡旭.低成本混合海上风场直流换流器[J].中国电机工程学报，2018年第19期 方梓熙，蔡旭.混合型海上风电直流换流器的拓扑优化、建模与控制[J].中国电机工程学报，录用EmergingandSelectedTopicsinPowerElectronics国家能源海上风电技术装备研发中心 风场混合换流直流送出运行方式 口岸上换流站建立并控制HVDC电压口风电场启动阶段：辅助变换器建立PCC电压，使电压低于二极管整流器的阈值，整流器不工作口功率转移过程：发电量逐渐增加，由辅助变换器抬升PCC电压，自身功率控制为零口正常发电阶段：所有有功功率通过二极管整流器输送，辅助变换器控制PCC电压幅值、为风场提供无功并补偿谐波 混合型换流器的拓扑结构 口混合换流器拓扑： >二极管整流器采用12、18或更高脉波整流器辅助换流器由高压子模块串、三相交流输出单元、LC谐振支路、变压器构成。 发明专利：1、混合海上风场直流换流器专利号：201711288924.62、高变比双向AC/DC变换器及其控制方法、预充电方法专利号：202010951461.2 辅助换流器的拓扑演化 辅助换流器的调制方法 口辅助变换器是高变比、双向DC/AC变换器，内部需要产生高频环流来平衡换流器内部能量 辅助换流器内部需要产生高频环流实现能量均衡，环流能量大小取决于变比： ·在输出电压中调制出互补的高频电压，并对环流电流大小进行控制，从而实现内部能量交换 ·高频环流的损耗可以只在启动阶段存在，不计入稳态运行 ·LC支路在环流频率处谐振，使得环流电流仅在变换器内部流动，不进入直流母线 混合换流器交流侧分析与控制 口换流器交流侧可简化为三端系统 风电场：电流源极管整流器：非线性负载、谐波电压源辅助变换器：受控电压源口谐波电流分布取决于谐波阻抗，电压源谐波阻抗最小，辅助变换器具有谐波电流吸收能力 ·二极管整流器具有交流电压钳位作用，v的幅值恒定·整流器是负载特性、功率因数恒定，整流功率取决于V的幅值 辅助变换器采用V/f控制通过调节v的幅值可以改变功率分配 交流侧三端系统模型 辅助变换器参数设计 口辅助换流器容量依据风电场内部无功容量需求进行设计口依据电流应力计算高频环流与高频电压，调整子模块数量口并联支路电感与电容在谐振频率处谐振 交流输出单元容量主要按照无功补偿容量进行计算风电场汇集系统的无功补偿功率（变压器、电缆）约占视在功率30%·在电流应力相同的情况下，交流输出单元可以按照全功率MMC换流器的30%进行初步设计 混合换流器故障保护策略一辅助耗能 口辅助换流器增加耗能电阻与机械开关。黑启动阶段，机械开关在端口1闭合，构成高变比换流器；稳态运行时，在端口2闭合，子模块串与耗能电阻构成高压直流耗能装置;口稳态运行时，MMC单元补偿系统无功与谐波，子模块串部分控制耗能装置。 混合换流器故障保护策略一协调穿越 口由于风电机组内部通常配备卸荷装置，可以在故障期间消耗风机产生的有功功率，降低有功输出实现故障穿越： 风机+耗能装置协同故障穿越示意图 口黑启动过程中风电场的启动功率由辅助换流器提供，二极管整流器不导通口率转移时交流电压幅值上升，交流电流由辅助换流器转移到流入二极管整流器中口稳态运行时二极管整流器电流包含谐波，辅助换流器补偿了谐波电流，风电场电流维持正弦 仿真分析结果 口辅助换流器提供有功时需要产生高频环流电流，环流电流频率为300Hz口二极管整流器直流侧谐波流入了辅助换流器，使得进入直流母线的电流不含谐波 混合换流器故障保护策略研究 口岸上交流电压跌落故障仿真结果及分析（深度故障下）口故障时序：2.5s时，岸上交流电压跌落至0.2p.u，持续500mS。>各部分限值与轻度故障时设置相同；>风电机组响应前直流母线电压上升峰值会少许增加，但仍在限制值以内（1.3p.u） 实验系统及参数 口采用两电平变换器模拟风电场侧输出电流口实验条件： 两电平变换器输出恒定电流，通过控制辅助变换器的交流电压实现功率从辅助变换器转移到二极管整流器验证功率转移的前后的稳态运行和功率转移的动态过程 实验验证平台 实验平台包括18个模组(72个半桥子模块)及其控制系统分布式控制系统采用光纤通信和同步，并设计了高速监控系统 实验结果 混合换流器工程样机设计 口依托国网总部项目（中电普瑞），设计了20MW/30kV的混合换流器工程样机，依托南网项目（南网超高压、广东电网规划中心），开展2GW混合换流系统工程样机设计。 混合换流器控保系统研制 构建了混合换流器高性能控制保护系统，核心控制器数据处理芯片主频高达1GHZ，实时控制光纤通信频率达20MHz，整体控制链路延时低于150uS。 海风-混合换流送出系统的讨论 >与MMC柔直换流器相比，海上采用混合换流器，可降低成本30%以上直流送出系统仍需要卸荷装置；>发电与电网企业界面清晰，风电机组无需做任何改变。 风电新型构网控制二极管整流送出并网系统 1、机组控制改动小（OK）2、无需无功补偿装置（OK）3、可黑启动（OK) 基于网侧变换器的风场汇集网频率-无功功率自平衡控制策略 125台全开关模型机组启动与运行仿真分析 仿真时序： 第二批风机启动12s:网侧逆变器12.5s：机侧整流器 第四批风机启动 口故障控制策略： 无需配置耗能装置，使用风电机组卸荷电路： 机组卸荷动作，消耗盈余功率； 125台全开关模型机组启动与运行仿真分析 口频率变化： 风场出力从0.125pu增大到o.5pu再增大到1pu，风场频率中心值1pu，频率偏差±0.004pu。 口风场内网电压分布： ·功率满发时，PCC点电压0.97pu，馈线末端机组出口电压1.05pu 口风电机组并网电流： ·功率满发时，「馈线末端机组输出电流1.01pu，首端机组输出电流1.02pu。 125台全开关模型机组启动与运行仿真分析 口故障特性： 直流短路故障 风电机组并网点低电压故障。岚场内网无电流迅速增加，频率很快稳定。 无过流问题 口故障恢复： 故障恢复期间，风场内网无功电流迅速减少，频率很快稳定。 控制与保护策略已转移给明阳智能广州安朴电力公司开展工程实证新疆达坂城华冉风电场示范工程 风电二极管整流送出实证系统于2022年5月在新疆达坂城华冉风电场投运。接入风电场3台风机，对其控制进行适应性改造，验证了系统的可行性。三 系统组成 系统组成 达坂城DRU-HVDC输电示范工程系统由：二极管整流器单元，MMC柔直换流器单元，风电场单元滤波器单元、故障模拟单元等组成 三山岛海风直流多端异构直流输电工程 远海风电集群经海陆一体直流直送大湾区，6GW，100km，分三期建设 三山岛海风直流多端异构直流输电工程 示范建设全球首个远海风电海陆一体、多端异构、风直协同的土500千伏直流输电工程，2吉瓦换流平台造价≤20亿元，平台重量≤1.98万吨，造价降幅≥26%，重量下降≥28%，体积降低≥34% 工程特点 口海陆一体：直流海缆-架空混合线路直送负荷中心，送出总容量≥6GW 口多端异构：首创辅助弱联络多端异构拓扑，大幅降低海上换流平台造价 口风直协同：实现GW级机群-异构换流装备组网运行，首创不依赖集中耗能故障穿越 >使海风直流系统从收端换流站看为“自同步电压源”； >超大容量/超高电压/多变换器复杂电力电子系统的构网控制如何实现？ 风电-柔直并网系统的自同步电源控制 受端换流器采用惯性同步控制，将电网频率信息映射到直流输电电压 送端换流器检测频率信息，将频率波动镜像到风场交流电网 风场感知频率变化，释放惯量或参与调频 控制策略 控制策略的改进 提出了采用正极与负极对地的电压差来传递电网频率的方法，有效解决了因长距离海缆压降引起的频率传输精度降低，及故障直流电压突增引起的误动问题 基于内电势冻结与虚拟导纳+电流内环限幅思想，形成受端柔直换流器在自同步电压源控制下的电网故障稳定穿越与短路电流支撑方法 仿真分析 >风电功率为1200MW，电网短路比为7.5，电网负载在t=2s时由4000MW突增为5000MW 仿真分析 基于华东电网区域断面等值模型，在不同的新能源渗透率下，以传统直流双极闭锁为例，验证风电-柔直系统对电网频率的支撑效果 总结 1.混合型换流器利用辅助换流器克服了二极管整流器的性能缺陷，解决了机组启动与并网、送出功率控制、风电场的无功支撑等问题，具有定的谐波补偿能力，使得常规交流风电场无需任何改动可以直接接入，与其他方案相比具有较高的可行性; 2.海上换流器改为二极管整流器，控制功能前置到风电变流器，实现海风直流送出，成本最低，最具竞争力 3.构网型海风直流系统使海上风电整体从跟随型电源转变为支撑型电源，是构建新型电力系统的关键技术之一。 谢谢！